Perpustakaan Digital ITB

Lapangan TT merupakan salah satu lapangan penghasil minyak di Cekungan Barito. Salah satu reservoir utama pada lapangan ini adalah batupasir kelompok lapisan C. Saat ini Lapangan TT sudah berstatus brown field, karena tingkat produksi yang sudah jauh menurun dari puncaknya yaitu sekitar 2800 BOPD menjadi hanya sekitar 200 BOPD pada tahun 2011. Faktor pengurasan minyak lapangan ini telah mencapai 17.78% sampai pertengahan tahun 2011. Dalam rangka meningkatkan kembali produksi minyak serta memaksimalkan faktor pengurasannya akan dilakukan beberapa cara seperti penambahan sumur dan melakukan injeksi air tahap awal. Untuk mendukung hal tersebut perlu dilakukan penelitian yang lebih detail dengan menambahkan beberapa data baru yang tersedia untuk memahami bagaimana karakter reservoir batupasir kelompok lapisan C pada lapangan ini. Data tersebut berupa tiga sumur baru dimana salah satu sumur memiliki data inti batuan. Pemahaman yang lebih detail terhadap reservoir akan menentukan skenario apa yang terbaik untuk dapat diterapkan pada lapangan ini. Karakterisasi reservoir dilakukan pada reservoir batupasir yang termasuk dalam Formasi Warukin dengan fokus utama pada kelompok lapisan C. Kelompok lapisan C terbagi menjadi tiga interval yaitu interval Ca, Cb, dan Cc. Karakterisasi reservoir diawali dengan pengamatan terhadap inti batuan pada sumur TT-27 sehingga didapat litofasies dan asosiasi litofasies. Selanjutnya melakukan analisis terhadap hasil deskripsi sayatan tipis yang dikombinasikan dengan data XRD. Semua hasil analisis dari data inti batuan tersebut dihubungkan dengan pola log sinar gamma sehingga didapat suatu model log yang dapat dipakai untuk korelasi asosiasi fasies kesemua sumur. Tahap selanjutnya adalah melakukan pemodelan asosiasi fasies 3D dengan sebelumnya membuat peta struktur kedalaman dan ketebalan untuk setiap interval. Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan nilai properti reservoir yang meliputi nilai volume shale, porositas, saturasi air, dan permeabilitas dengan mempertimbangkan adanya perbedaan fasies. Hasil analisis petrofisika pada setiap sumur kemudian disebarkan keseluruh lapangan dengan menggunakan metode geostatistik. Hasil Karakterisasi reservoir meliputi peta struktur kedalaman, peta ketebalan, dan model 3D reservoir berdasarkan integrasi data sumur dan atribut seismik. Pemilihan skenario menambah jumlah sumur dilakukan dengan menganalisis kualitas reservoir serta mengamati peta hydrocarbon pore volume (HCPV), sementara itu pilihan melakukan injeksi air dilakukan dengan melihat komposisi penyusun batuan reservoir dan arah injeksinya akan disesuaikan dengan arah pengendapan. Penelitian ini menyimpulkan secara umum lingkungan pengendapan kelompok lapisan C adalah lingkungan fluvial dengan arah pengendapan relatif baratlaut - tenggara. Interval Cc dan Ca menurut pembagian yang dikemukakan oleh Schum (1981) merupakan endapan bedload channel sedangkan interval Cb merupakan endapan mixed load channel. Endapan bedload channel akan berperan sebagai reservoir dengan kualitas yang bagus. Integrasi data inti batuan, sayatan tipis, XRD, dan pola log sinar gamma menunjukkan setiap interval reservoir tersebut memiliki tiga asosiasi fasies yaitu channel axis, channel margin, dan bar head. Asosiasi fasies channel axis berkembang dibagian utara, asosiasi fasies bar head berkembang dibagian tengah, dan asosiasi fasies channel margin berkembang dibagian selatan lapangan TT. Ketiga asosiasi fasies tersebut memiliki kualitas reservoir yang berbeda yang terlihat dari pola log sinar gamma serta pola hubungan porositas dan permeabilitasnya. Reservoir batupasir pada asosiasi fasies channel axis merupakan reservoir dengan kualitas terbaik yang ditunjukkan dengan porositas rata-rata paling tinggi yaitu 19%, hubungan antara porositas dan permeabilitas paling optimis, serta saturasi air yang terikat dalam batuan terkecil yaitu 20%. Reservoir terbaik kedua adalah asosiasi fasies bar head dengan rata-rata porositas 16%, hubungan porositas dan permeabilitas berada diantara dua asosiasi fasies lainnya, serta nilai saturasi air yang terikat pada batuan mencapai nilai 40%. Asosiasi fasies channel margin merupakan reservoir dengan kualitas paling jelek dengan porositas rata-rata 14%, hubungan antara porositas dan permeabilitas paling pesimis, serta nilai saturasi air yang terikat dalam batuan paling tinggi yaitu 52%. Dengan diketahuinya properti reservoir maka skenario terbaik untuk penambahan sumur berdasarkan peta hydrocarbon pore volume dan distribusi asosiasi fasies adalah menambah satu sumur vertikal dibagian utara, dua sumur horizontal dibagian selatan, dan membuka kembali tiga sumur yang masih belum dioperasikan. Penerapan teknik injeksi air hanya dapat dilakukan pada interval Ca dan Cb karena berdasarkan hasil analisis XRD pada interval Cc terdapat kandungan mineral lempung smektit sangat reaktif jika terkena air. Injeksi air sebaiknya dilakukan secara periperal dibagian timur untuk menyesuaikan arah injeksi dengan arah pengendapan.